Новости
Переговоры ОПЕК+ завершены, консенсус не достигнут
10.03.2020
Переговоры стран ОПЕК+ о необходимости дополнительного сокращения добычи нефти альянсом в условиях негативного влияния на рынок вспышки коронавируса завершены, консенсус не достигнут, сообщили РИА Новости источники в нескольких делегациях альянса.
Как стало известно, Россия так и не согласилась с предложением дополнительно сократить добычу. При этом источник в российской делегации сказал, что Россия продолжает считать достаточным продление сделки на нынешних условиях на второй квартал и мониторинг ситуации.
Страны ОПЕК не будут принимать решений о сокращении добычи нефти без России, заявил журналистам министр нефти Ирана Бижан Зангане.
По его словам, Россия соглашалась продлить сделку ОПЕК+ с текущими условиями, но другие посчитали это недостаточным.
Теперь странам ОПЕК+ нужно договориться о сокращении добычи нефти, новую встречу можно провести в ближайшие недели, высказал он мнение.
ОПЕК+ не имеет на данный момент "плана Б" после провала переговоров в пятницу, сообщил делегат от Омана Али ар-Риями.
Тот факт, что ОПЕК+ решил отменить ограничение добычи нефти, поскольку не было консенсуса всех 24 стран по сегодняшней ситуации на рынке, подтвердил министр энергетики РФ Александр Новак.
ОПЕК+ будет продолжать работать в рамках хартии по сотрудничеству, с 1 апреля обязательств по сокращению добычи ни у кого нет, сообщил он на выходе из здания ОПЕК.
"Мы подписали только что совместный документ о том, что мы будем продолжать работать, взаимодействовать в рамках хартии (о бессрочном сотрудничестве ОПЕК+ - ред.)", - сказал Новак.
"Что касается сокращения, наверное, с учетом сегодняшнего принятого решения с 1 апреля этого года у нас нет ни у кого из стран, входящих в ОПЕК, и не-ОПЕК обязательств по сокращению", - пояснил российский министр.
Дату новой встречи ОПЕК+ назвать нельзя, нужно понять развитие ситуации с коронавирусом и посмотреть на поведение других стран, сообщил он.
Наращивание добычи нефти Россией теперь зависит от планов российских компаний, но Минэнерго РФ пока не обсуждало с ними такой вариант, заявил Новак.
"Нужно будет с компаниями посовещаться и обсудить, потому что мы не обсуждали такой вариант", - добавил он.
Встречи с нефтяными компаниями Минэнерго РФ не планирует, просто соберет данные по их планам добычи после снятия ограничений.
Что касается падения цены нефти в связи с решением ОПЕК+, то говорить за рынок сложно - очень много спекулятивных факторов, констатировал министр.
При этом он подчеркнул, что все годы сотрудничества ОПЕК+ были позитивными для рынка и взаимодействия стран.
"Все страны высказались за то, что все несколько лет, которые мы вместе работали были очень позитивны для рынка и для нашего взаимодействия", - сказал Новак.
Источник: ПРАЙМ
Вагонетка дальнего следования
28.02.2020
Около шести триллионов рублей будет вложено до 2035 года в развитие угольной промышленности. Часть средств направят на модернизацию шахт и разрезов для безопасности жизни и здоровья работников.
Правительство России на заседании рассмотрело программу развития угольной отрасли. "Ее цель - это увеличение добычи и экспорта угля и, конечно, снижение аварийности, которая пока еще остается достаточно высокой, чтобы профессия шахтера все меньше была связана с рисками для жизни и здоровья людей", - подчеркнул премьер-министр Михаил Мишустин.
Для этого планируется модернизировать угольные предприятия с помощью самых современных инновационных технологий и перспективного оборудования, которое повысит безопасность работы в шахтах и разрезах. Новые эффективные центры добычи будут создавать в разных регионах страны, включая Арктическую зону. "И конечно, нужно совершенствовать логистику, чтобы уголь было удобно доставлять по железной дороге или морским транспортом как на внутренний рынок, так и на экспорт", - добавил глава кабинета министров.
Сегодня угольная отрасль имеет важное значение сразу для 15 регионов России. В ней работают 150 тысяч человек, еще около 500 тысяч задействованы в смежных обеспечивающих сферах. Угледобыча ведется на 57 шахтах и 130 разрезах, почти половина из них введена после 2000 года. Переработка осуществляется на 64 обогатительных фабриках и установках.
"Объем добычи угля составляет 440 миллионов тонн. За восемь лет прирост составил 30 процентов, или почти 100 миллионов тонн", - сообщил министр энергетики Александр Новак. Половина добычи уходит на экспорт, он вырос вдвое. Россия занимает третье место по поставкам угля на мировой рынок, имеет на нем долю в 15 процентов, а валютные поступления от экспортной торговли достигли 17 миллиардов долларов.
Учитывая значение внешней торговли ресурсом, минэнерго проанализировало перспективы этого направления. К 2035 году объем рынка может вырасти на 5 - 15 процентов - с текущих 1,45 до 1,2 - 1,64 миллиона тонн. Это связано с ростом спроса на уголь в странах АТР, одновременно его использование будет сокращаться в Европе.
Минэнерго предусмотрело консервативный и оптимистичный сценарии развития угольной промышленности страны. " Консервативный вариант предусматривает рост объемов добычи с 440 до 485 миллионов тонн, оптимистичный - до 668 миллионов и соответствует генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики на период до 2035 года, а также прогнозируемой конъюнктуре цен на энергетические угли", - рассказал министр Новак. Такой уровень добычи обеспечен крупными разведанными запасами в 196 миллиардов тонн. Ежегодно предполагается пополнять запасы дефицитных марок углей в среднем на 500 миллионов тонн. Сырьевая база будет создаваться в новых центрах угледобычи - Республиках Тыва, Якутия, в Забайкалье и Арктической зоне. С нуля построят 14 шахт и 15 разрезов, введут в строй более 20 обогатительных фабрик, еще восемь модернизируют. "Объем экспорта российских углей прогнозируется увеличить с 220 до 260 миллионов тонн по консервативному и до 390 миллионов по оптимистичному варианту", - подчеркнул глава минэнерго.
Безопасность производств тоже в центре внимания программы. За последние три года, напомнил Александр Новак, на шахтах не произошло ни одной крупной аварии. "В качестве целевого ориентира принято снижение к 2035 году численности пострадавших при добыче угля в четыре раза", - сообщил он.
Предложенный план действий потребует около 6 триллионов рублей, преимущественно частных инвестиций.
АКЦЕНТ
Правительство поставило цель в 4 раза снизить численность пострадавших при добыче угля к 2035 году
Тем временем Правительство выделяет из резервного фонда почти 2,5 миллиарда рублей на помощь жителям Амурской области, Хабаровского края и Еврейской автономной области, пострадавшим в прошлом году от паводка. Многие остались без жилья или их дома были серьезно повреждены. "Средства пойдут на выплаты семьям на ремонт, строительство или покупку нового жилья. В результате помощь получат около 1,5 тысячи семей из пострадавших регионов", - заявил Михаил Мишустин.
Источник: Российская газета
«Газпром» может внедрить единую цифровую платформу
27.02.2020
Компания "Газпром" намерена создать единую цифровую платформу для оптимизации бизнес-процессов компаний группы и партнеров. Об этом сообщил в ходе конференции по импортозамещению в нефтегазовой промышленности заместитель начальника департамента 335 компании "Газпром" Владимир Вавилов.
"Мы приняли решение построить свою платформу", - сказал он, добавив, что платформа нужна для выстраивания цепочки бизнес-процессов.
Вавилов отметил, что для ее разработки планировалось привлечь "Яндекс". "К сожалению, не получилось во внешнем контуре, в первую очередь прорабатывали компанию "Яндекс". "Яндекс" - прогрессивная компания, но они работают на быструю отдачу, на быстрые деньги", - сказал представитель "Газпрома".
Источник: ТАСС
Мир на грани конца бума: от жидкого газа начали отказываться
26.02.2020
В секторе СПГ 2019 год запомнится рекордным числом инвестрешений по строительству новых заводов (суммарной мощностью 95 миллиардов кубометров в год). Несмотря на эти цифры, еще несколько производств намеревались, но не успели принять решения по строительству. На этом фоне наблюдатели рассуждают, будут ли запущены новые стройки заводов СПГ и в нынешнем году.
Казалось бы, избыток на рынке и текущие сверхнизкие цены на сжиженный газ должны охладить пыл строителей новых заводов СПГ. Определенное психологическое давление эта ситуация, конечно, оказывает, но одновременно участники рынка держат в голове длительность строек, а потому высокую инерционность процессов.
Ведь как массированные стройки 2011-2015 годов (австралийские, а следом и американские заводы) обеспечили текущий избыток на рынке, так и провал по объему инвестиций в 2016-2018 годах обеспечит если не дефицит, то большую сбалансированность рынка в 2021-2024 годах, поскольку в первой половине 2020-х новых производств будет открываться вовсе не много.
Идем дальше: рекордные инвестрешения 2019-го, в свою очередь, обеспечат новый резкий скачок предложения в районе 2025 года. Баланс тут, конечно, зависит от труднопрогнозируемого спроса. К примеру, при его росте на десять процентов в год мы увидим за пятилетку и дефицит СПГ. Правда, это слишком оптимистичный сценарий (тем более что в КНР в это время начнет массово поступать российский трубопроводный газ). Скажем, Shell в своем последнем обзоре прогнозирует лишь четырехпроцентный среднегодовой темп прироста спроса на СПГ в ближайшие 20 лет.
Поэтому если в текущем году компании запустят стройки еще нескольких проектов на десятки миллиардов кубометров, то создадут сложности как себе, так и другим участникам рынка. В идеале эти инвестрешения желательно сдвинуть на 2021-2022 годы, чтобы "размазать" новое предложение более ровным слоем по второй пятилетке 2020-х.
Что же это за проекты, которые остались на бумаге в прошедшем году, но тем не менее "бьют копытом"? Это в первую очередь Катар, еще один проект в Мозамбике, а также ряд американских производств. Основной интерес - к Катару и США, поскольку потенциальные объемы там самые большие.
И вот пришли новости из Катара: Qatar Petroleum откладывает на несколько месяцев выбор западных партнеров для своих новых СПГ-проектов, это автоматически означает, что и принятие инвестрешения по строительству задерживается. Катар запланировал очень серьезное расширение своих заводов СПГ - до 126 миллионов тонн с текущих 78 миллионов. И хотя понятно, что запуск новых линий будет постепенный, прибавка в любом случае велика. И то, что Катар немного задерживает стройки новых производств, позитивно для среднесрочных балансов на рынке СПГ.
А что в США? Здесь традиционно масса проектов. Низкие внутренние цены на газ (которые из-за проблем сланцевых добытчиков, конечно, неустойчивы) только поддерживают интерес к новым СПГ-проектам. Но завод СПГ строится четыре года, понятно, что к тому времени ситуация уже будет другая: газовые компании не могут все время работать в убыток, они просто снизят объемы бурения на газ, и цены придут к норме. Разумеется, это понимают все участники рынка, но определенная эйфория от низких внутренних цен, которые сделают конкурентоспособными и экспортные поставки, все же присутствует.
На другой чаше весов - текущая ситуация на рынке, когда отгрузки СПГ даже с действующих заводов могут снизиться. Напомним, что уже давно текущие спотовые цены на СПГ не покрывают полную себестоимость производства, но экспорт не останавливается.
Отчасти это может быть связано с тем, что трейдеры - покупатели американского СПГ (с привязкой к внутренним ценам) перепродают топливо по контрактам с "нефтяной" ценовой привязкой.
Но главное, о чем уже неоднократно говорилось: экспорт будет продолжаться, даже если цена СПГ покрывает только операционные расходы (без учета капитальных затрат на сжижение). До последнего времени так и происходило. И вот буквально на днях появилось сообщение.
Испанская Naturgy (бывшая Gas Natural Fenosa), действующая как трейдер, отказывается от двух грузов СПГ, которые приобретает у американской Cheniere Energy (пионер экспорта и владелец многих заводов СПГ в США). При этом в любом случае компания заплатит за сжижение (согласно условию "сжижай или плати") 2,5 доллара за миллион БТЕ, то есть примерно 90 долларов за тысячу кубометров. Конечно, их она платила и раньше, но эти обязательные расходы хотя бы частично покрывались из доходов от продажи СПГ.
Любопытно, что компания Naturgy - одна из первых покупателей американского СПГ, а потому обеспечивала гарантированную оплату за сжижение ближе к минимальной границе. Если от СПГ начнут отказываться и другие участники рынка, которые договаривались позже, то им придется выплачивать большую фиксированную сумму за сжижение, вплоть до 3,5 доллара за миллион БТЕ (125 долларов за тысячу кубометров).
Расчет, почему СПГ оказался не нужен, простой. Внутренние цены на обычный газ в США сейчас на уровне двух долларов за миллион БТЕ, плюс к тому 15% от этой суммы нужно отдать в качестве операционных расходов на сжижение. И еще около доллара стоит транспорт на газовозах до Европы (в Азию - дороже). Уже получается 3,3 доллара, в то время как цены на мировых рынках находятся на уровне трех долларов за миллион БТЕ. Добавим для сравнения, что полная цена СПГ (если добавить 2,5 доллара обязательных платежей для компании Naturgy, отражающих капитальные затраты на строительство завода) составила бы 5,8 доллара в Европе.
Подытожим. Все понимают, что текущие цены (помимо того, что не покрывают затраты на производство) никак не могут отражать балансы на рынке спустя пять лет. Но непростая текущая ситуация на газовом рынке вынуждает компании повременить с новыми инвестрешениями. Это и неплохо, так как в прошлом году запущено много новых строек, поэтому, чтобы не столкнуться с новым избытком в середине десятилетия, желательно сделать небольшую паузу.
Любопытно, что в долгосрочных планах не всегда упоминаются два российских проекта. Во-первых, это "Обский СПГ" компании "Новатэк". Скорее всего, решение по строительству здесь будет принято не раньше следующего года. Во-вторых, это "Балтийский СПГ" с участием "Газпрома". В своих последних планах компания анонсировала, что выход на полную мощность намечен уже на 2024 год. Но, вероятнее всего, сроки будут сдвинуты. Стройка еще не началась, не менее четырех лет нужно потратить на строительство. Кроме того, напомним, что это интегрированный проект с газохимическим производством. С одной стороны, это усложняет процесс строительства. С другой - при благоприятной ситуации на рынке газохимии экономика интегрированного проекта будет меньше зависеть от обстановки на рынке СПГ.
Истчоник: РИА Новости
Модернизация ТЭС теряет ограничения
25.02.2020
Крупные потребители энергии опасаются расширения программы конкурентного отбора модернизации мощностей в теплоэнергетике (КОММод), которая финансируется за счет сборов с оптового рынка. Параметры программы пересматриваются: очередным нововведением должны стать дополнительные проекты по строительству российской экспериментальной газовой турбины. В "Сообществе потребителей энергии" подчеркивают, что поддерживают внедрение отечественных инноваций исключительно в рамках функционирования в рыночных условиях.
Правительство одобрило программу модернизации тепловых электростанций в конце января 2019 года. Она рассчитана на 10 лет - с 2022 по 2031 год. Изначально в рамках программы планировалась модернизация 39 ГВт мощностей в европейской части России и на Урале (1-я ценовая зона) и в Сибири (2-я ценовая зона), и еще 2 ГВт собирались модернизировать или построить в неценовых зонах (регионы Дальнего Востока, Архангельская и Калининградская области, Республика Коми). Проекты, попавшие в программу по итогам конкурса, получат гарантированную окупаемость за счет повышенных платежей потребителей за мощность. Договоры о поставках мощности (ДПМ) планируется заключать на 16 лет. Суммарная финансовая нагрузка по оплате проектов на оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) оценивалась Минэнерго в 2,1 трлн руб. за 16 лет в ценах 2021 года (без индексации).
Вместе с тем последовавшие правительственные решения демонстрируют тенденцию к росту масштабов программы. В частности, кабмин уже одобрил увеличение объемов модернизации на 2025 год, отбираемых правительственной комиссией по развитию электроэнергетики вне конкурса. Изначально квота правкомиссии должна была составлять 621 МВт (15% от общего объема отбираемых мощностей на данном этапе), по предложению Минэнерго она была увеличена до 2,5 ГВт, по факту были отобраны проекты на 2,8 ГВт - превышение было обусловлено особенностью отборов таких проектов. В итоге программа модернизации в ценовых зонах уже увеличилась до 41,2 ГВт.
Кроме того, в конце прошлого года Минэнерго вышло с предложением провести в 2020 году дополнительный конкурс по отбору проектов, предусматривающих установку газовых турбин отечественной разработки, относимых к образцам инновационного энергетического оборудования (диапазоны 65-80 МВт, 100-130 МВт, 150-190 МВт). По итогам этого отбора предполагается, что поставки мощности начнутся в 2026-2028 годах суммарно в объеме 2 ГВт. Конкурс планируется провести в апреле, участие в нем будут принимать генерирующие компании, которые будут готовы установить на своих станциях экспериментальные газовые турбины российского производства. В соответствии с пояснительной запиской Минэнерго расходы потребителей ОРЭМ на строительство новых газотурбинных установок (ГТУ) составят 145,8 млрд руб.
При растущем объеме программы модернизации, как отмечают участники отрасли, есть риск роста энергоцен выше инфляции (для расчетов она принята на уровне 3%), хотя такое ограничение в конце 2017 года было введено президентом. Насколько обосновано это опасение, покажет время, но пока с выполнением поручения президента дело обстоит неважно: в 2019 году инфляция составила 3%, а прирост средней одноставочной цены на оптовом рынке электроэнергии и мощности по ценовым зонам, согласно данным "Совета рынка", - 7,6%. Последние расчеты "Совета рынка" и "Администратора торговой системы" относительно тенденций развития российской энергосистемы показывают, что по итогам 2019 года зафиксирован рост оплачиваемой установленной генерирующей мощности на 0,6% (до 3099,25 МВт) при снижении среднего значения нерегулируемого пика потребления, по которому распределяется оплата мощности, на 1,5% (до 1242 МВт). Фактическое потребление в ценовых зонах упало на 2308,2 млн кВт-ч, коэффициент использования установленной мощности электростанций в 2019 году снизился до 50,04% календарного времени, что на 0,32% ниже показателя 2018 года. Другими словами, при увеличивающейся финансовой нагрузке по оплате электрической энергии снижается платежеспособный спрос (потребление), что дополнительно ускорит рост перекрестного субсидирования в электроэнергетике.
Потребители все активнее уходят на собственную генерацию. Общая доля распределенной генерации в России, по экспертным оценкам, составляет 10-15 ГВт - до 6% мощности всей энергосистемы, вдобавок на разных стадиях реализации находятся проекты строительства еще около 1 ГВт. Например, в прошлом году группа ТАИФ заключила крупный контракт на строительство очередной парогазовой электростанции в Татарстане. Еще один фактор - растущее потребление газа: уровень газификации российских регионов к концу 2019 года увеличился до 69%, потребление природного и попутного газа в России, по подсчетам Минэкономразвития, выросло с 359 млн т нефтяного эквивалента в 2016 году до 397 млн т в 2018-м.
Проблема еще и в том, насколько велика потребность в новых российских ГТУ. "Спрос на такие турбины в мире падает, это сокращает экспортный потенциал российских турбин. Спрос на внутреннем рынке ограничен 2-4 турбинами. Поэтому было бы быстрее и лучше не изобретать новую газовую турбину в отдельно взятой стране, а поэтапно локализовать элементы и оборудование современных турбин зарубежных производителей. Но вместо этого настойчиво лоббируются отечественные разработки. Чтобы их финансировать, создается искусственный, фактически принудительный спрос с неясными перспективами и новыми нерыночными обременениями для энергорынка. Это дорогое и неэффективное решение, оно дополнительно снижает привлекательность энергосистемы для потребителей, - сказал "НГ" начальник департамента развития оптового рынка ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Михаил Бирюков. - Чтобы снизить негативный эффект, целесообразно отказаться от отдельной квоты и проводить отбор российских турбин на общих условиях в рамках уже утвержденных объемов программы модернизации ТЭС с заменой или выводом из эксплуатации старого, неэффективного и дорогого в обслуживании оборудования с аналогичным объемом мощности".
Между тем программа модернизации может расшириться еще больше. По данным "НГ", председатель совета директоров "Силовых машин" Алексей Мордашов в письме, адресованном президенту (копия есть в редакции), заявил о готовности построить экспериментальную станцию мощностью 700 МВт - но для этого опять-таки потребуется участие в программе модернизации ТЭС. "Если "Силмаш" тратит столько усилий на запреты для конкурентов и нерыночные сборы с потребителей, эффективной отечественной турбины не предвидится", - прокомментировал "НГ" директор "Сообщества потребителей энергии" Василий Киселев.
Источник: Независимая газета
Зеленая энергетика задерживается
20.02.2020
Инвесторы в зеленую генерацию за пять лет ввели только половину от запланированных проектов. Среди долгостроев - проекты "РусГидро", "Росатома", "Хевела" и "Солар Системс". За срывы сроков зеленые генераторы уже заплатили штрафы в размере 5 млрд руб. Основными причинами задержек участники рынка называют экономический кризис 2014-2016 годов и высокие требования к локализации оборудования. При этом они ожидают, что к 2025 году все станции будут построены, не выйдя за общие сроки программы поддержки ВИЭ.
"Центр финансовых расчетов" (ЦФР, структура "Совета рынка") опубликовал отчет о результатах строительства станций по программе поддержки зеленой генерации в 2014-2024 годах. По данным ЦФР, с 2014 по 2019 год в России был построен 1 ГВт ВИЭ-генерации, то есть 56,4% от объемов, запланированных к вводу за пять лет программы (21,1% от всего объема программы). Генерирующие компании ежегодно срывают сроки по проектам, поэтому часть вводов постоянно переносится на следующий год, говорится в отчете. Из-за этого за четыре года инвесторы заплатили около 4,9 млрд руб. штрафов, посчитали в ЦФР.
В 2013-2019 годах отборы по программе поддержки ВИЭ прошли 232 проекта мощностью 5,4 ГВт. Большая часть квоты приходится на ветряные электростанции (105 ВЭС мощностью 3,38 ГВт), а также солнечные электростанции (116 СЭС мощностью 1,86 ГВт). Еще должны быть построены 11 мини-ГЭС на 169 МВт. Поддержка ВИЭ в РФ идет через договоры на поставку мощности (ДПМ), позволяющие возвращать инвестиции в генерацию через оптовый энергорынок. Как следует из отчета ЦФР, в 2014-2019 годах 11 компаний сорвали сроки поставки по 36 проектам на 849,44 МВт с задержками на 1-13 месяцев. Всего в 2019 году был запланирован ввод 53 проектов мощностью 1,09 ГВт, но фактически заработали только 42 станции на 718,5 МВт, причем из них 17 станций на 275 МВт должны были запуститься еще в предыдущие годы.
В основном инвесторы опаздывают с вводом ВЭС, сообщили "Ъ" в "Совете рынка" (регулятор энергорынков). По данным "Администратора торговой системы", в целом в декабре 2019 года штрафы были определены для проектов "ВетроОГК" (360 МВт, подконтрольна "Росатому"), трех проектов "РусГидро" на Северном Кавказе (20,6 МВт), для проекта "Хевела" на 10 МВт (СП "Реновы" Виктора Вексельберга и "Реам Менеджмента" Михаила Сиволдаева), а также объектов "Солар Системс" и Фонда развития ветроэнергетики (ФРВ, СП "Фортума" и "Роснано").
"Хевел" и "Солар Системс" получили большую часть своих штрафов в результате покупки недостроенных СЭС у структур ГК "Энергия солнца" (контролирует "Комплексиндустрию" и "МРЦ Энергохолдинг", конечным бенефициаром считается Михаил Абызов). В "Хевеле" "Ъ" сообщили, что с 2014 по 2019 год компания приобрела права на реализацию проектов трех солнечных электростанций (СЭС "Нива", Фунтовская СЭС и Ахтубинская СЭС) у владельцев, не исполнивших свои обязательства по строительству и вводу объектов в срок. Срок задержки поставки мощности по ним составил от 3 до 15 месяцев, отметили в компании, отказавшись сообщить размер штрафа. Глава "Солар Системс" (вторая после "Хевела" компания по объему строительства солнечной генерации в РФ) Михаил Молчанов сообщил "Ъ", что "высокие требования по локализации не позволили компании вовремя построить станции". По его словам, с декабря 2016 года "Солар Системс" заплатила около 1 млрд руб. штрафов. В ФРВ, "РусГидро", "ВетроОГК" отказались от комментариев.
На конец 2019 года совокупная просрочка вводов составляла менее 15% (750 МВт) от общего объема программы ДПМ ВИЭ, посчитали в Ассоциации развития возобновляемой энергетики. Основными причинами отставания от графика там считают экономический кризис 2014-2016 годов и высокие требования к локализации оборудования. В ассоциации полагают, что к 2025 году проекты будут реализованы в полном объеме.
Источник: Коммерсантъ
Энергию на Арктику
19.02.2020
Российское правительство поддержало льготы для инвесторов в Арктике. Об этом 17 февраля президенту доложил зампред кабинета министров Юрий Борисов. По его словам, реализация проектов в регионе, в частности "Роснефти" и других добывающих компаний, окажет положительный эффект на темпы развития экономики страны.
На встрече в Кремле Владимир Путин подчеркнул, что область ответственности Юрия Борисова в новом правительстве "значительно расширилась за счет такой крупнейшей и важнейшей для нашей экономики сферы, как топливно-энергетический комплекс". Вице-премьер, в свою очередь, отметил, что начал работу с посещения ключевых объектов ТЭКа.
Юрий Борисов рассказал, что уже познакомился с "Советом рынка", посетил Системный оператор Единой энергетической системы, "Россети", "побывал на открытии гидроэлектростанции в Северной Осетии - Алании [Зарамагской ГЭС-1] - уникальный объект мощностью 346 мегаватт, который открывает, конечно, новые перспективы для республики".
Правительство РФ также поддержало четыре законопроекта о льготах для инвесторов в Арктике, которые позволят реализовать якорные проекты в регионе, сообщил президенту Юрий Борисов. Они же "дадут прирост темпам экономики страны", уверен вице-премьер.
Кроме того, кабмин разрабатывает способы поддержки российских производителей, участвующих в реализации нацпроектов. Юрий Борисов уточнил, что ведется работа над президентскими поручениями по созданию "понятных и доступных для реализации мер поддержки отечественного производителя с целью максимального присутствия на внутреннем рынке, особенно при реализации национальных проектов, да собственно и всех государственных закупок, включая реализацию инвестиционных программ наших естественных монополий". По его словам, речь идет о крупных суммах, "которые могут дать, безусловно, серьезный прирост экономике и рост нашей промышленности".
Источник: Известия
«Транснефть» сообщила о беспреребойном транзите российской нефти через Белоруссию
18.02.2020
Транзит российской нефти через территорию Белоруссии идет в плановом порядке, сообщил ТАСС официальный представитель компании Игорь Демин.
"Транзит нефти через Белоруссию идет в плановом порядке", - сказал он.
14 февраля президент Белоруссии Александр Лукашенко пригрозил изымать нефть из транзитной трубы, если в феврале Россия не поставит сырье в необходимом объеме. По словам Лукашенко, в январе Минск получил только четверть месячного объема нефти, предусмотренного межправительственным соглашением от 2017 года. По нему Россия до 2024 года должна поставлять Белоруссии 24 млн тонн нефти в год, то есть по 2 млн тонн в месяц.
Контракты на поставку в Белоруссию российской нефти завершились 31 декабря 2019 года. С тех пор стороны ведут переговоры об их продлении, но пока не достигли согласия по условиям поставок. На этом фоне в начале года на белорусских АЗС возникли перебои с поставками топлива.
С начала января нефть в Белоруссию поставляют только подконтрольные российскому бизнесмену Михаилу Гуцериеву компании "Русснефть" и "Нефтиса".
Источник: ТАСС
Корпорации «душат» инициативу Минэнерго
17.02.2020
Минэнерго предложило реформировать систему перекрестного субсидирования. Ведомство предлагает повысить тариф для потребителей, подключенных к магистральным сетям Федеральной сетевой компании (ФСК), чтобы снизить нагрузку с предприятий малого и среднего бизнеса.
Перекрестное субсидирование ввели еще в 90-е годы, когда государство стремилось снизить тарифную нагрузку на потребителей. То есть часть электроэнергии, потребляемой населением, оплачивают предприятия и бизнес. По разным оценкам, объем перекрестного субсидирования, составляет около 324 млрд. рублей в год.
Однако сейчас ситуация сложилась таким образом, что нагрузка на бизнес распределяется неравномерно. Потребителей условно относят к трем категориям - потребители низкого, среднего и высокого напряжения. Первые две получают электроэнергию из распределительных сетей, последние - из магистральных. В последние годы, из-за тарифной разницы, основной груз перекрестного субсидирования лежит на потребителях низкого и среднего напряжения - малом и среднем бизнесе. А потребители высокого напряжения - крупные корпорации - имеют меньшую нагрузку.
"Проблема перекрестного субсидирования глобальная, за ее решение так никто по-хорошему и не взялся и даже не начали решать. Вопрос все время откладывается. У правительства нет политической воли. Но, одно дело, когда "перекрестка" занимала 50 млрд рублей, а другое дело как сейчас 300 млрд рублей" - говорит директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин.
В связи с этим Минэнерго и предложило принцип справедливого распределения нагрузки перекрестного субсидирования. Новый механизм позволит с 2021 года повысить тариф на передачу энергии по магистральным сетям и снизит затраты на получение электроэнергии малым и средним бизнесом через распределительные сети.
"После смены правительства РФ лобби крупных промышленников усиливает информационное давление на общество, доказывая, что дифференциация тарифов это зло, но на самом деле предпосылки подобных мер не изменились. Так как социальную нагрузку за тарифы населения в последние несколько лет несет в основном малый и средний бизнес, дифференциация тарифов ФСК перераспределяет перекрестное субсидирование, возвращая часть нагрузки крупной промышленности, которая длительное время была от этого бремени освобождена. В результате тарифы для МСБ до 2023 года могут снизиться оценочно до 6-7 %" - говорит Наталья Готова, директор департамента по связям с органами власти Ассоциации НП ТСО.
Вице-премьер Юрий Борисов поручил создать рабочую группу, которая должна к началу марта дать оценку влияния дифференциации тарифов на экономику регионов. Возможно, механизм распределения тарифов будут дорабатывать. Но на сегодняшний день ситуация сложилась таким образом, что предприятия малого и среднего бизнеса субсидируют промышленных "гигантов".
Источник: Новые Известия
Казахстан предложил России проложить через него «Силу Сибири-2»
13.02.2020
Министр энергетики Казахстана Нурлан Ногаев в ходе встречи с министром энергетики РФ Александром Новаком предложил рассмотреть возможность прохождения газопровода "Сила Сибири-2" по территории республики с дальнейшим присоединением к газопроводной системе Китая "Запад - Восток", сообщила пресс-служба казахстанского министерства энергетики.
В ноябре прошлого года тогдашний первый замминистра энергетики Казахстана Махамбет Досмухамбетов говорил, что республика изучает возможность газификации Восточно-Казахстанской области путем подключения к газопроводу "Сила Сибири-2". В свою очередь директор Третьего департамента стран СНГ МИД России Александр Стерник в интервью РИА Новости в декабре сообщил, что это технически осуществимо, но вопрос может обсуждаться только после официального обращения.
В среду Ногаев в рамках рабочего визита в Москву встретился со своим российским коллегой. В ходе встречи стороны обменялись мнениями по вопросам двухстороннего сотрудничества в топливно-энергетической сфере, а также обсудили взаимодействия в рамках ЕАЭС.
"Министр энергетики Республики Казахстан Нурлан Ногаев предложил рассмотреть возможность прохождения газопровода "Сила Сибири-2" по территории Республики Казахстан с дальнейшим присоединением к газопроводной системе "Запад - Восток" Китайской Народной Республики", - говорится в сообщении.
"Новак отметил конструктивный характер российско-казахстанского энергетического взаимодействия, а также взаимовыгодное партнерство двух стран в том числе в сфере транспортировки нефти и газа", - отметили в пресс-службе министерства энергетики.
Источник: РИА Новости
